Análise crítica da proposta inicial da ANEEL para o cálculo do Fator X na revisão tarifária da Eletropaulo

Fator X na Revisão Tarifária da Eletropaulo:
Análise da Proposta da ANEEL
Luiz Nelson Porto Araujo*
Texto para Discussão
2003-01
Junho 2003
* Economista. Sócio-diretor da Delta Economics & Finance. Ex-professor do Departamento de Planejamento e Análise
Econômica da EAESP-FGV e do Departamento de Economia da FCCA da Universidade Mackenzie. O autor agradece os
comentário e sugestões de Cláudia Regina Belucio Araujo. As opiniões expressas neste trabalho são exclusivamente do
autor e não refletem, necessariamente, a opinião da Delta Economics & Finance. Nenhuma responsabilidade deve ser
atribuída à Delta. Todos os erros remanescentes são de responsabilidade do autor. Email: lnelson@deltaef.com.
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Índice
1 Introdução 1
2 Proposta Inicial da ANEEL para o Cálculo do Fator X 1
2.1 Fundamentos Metodológicos 2
2.2 Estimativa do Fator X 5
3 Proposta Final da ANEEL para o Cálculo do Fator X 7
3.1 Fundamentos Metodológicos 9
3.2 Estimativa do Fator X 13
4 Conclusões 17
5 Bibliografia 18
6 Anexo I – Política Tarifária no Contrato de Concessão 19
7 Anexo II – Metodologia para Fator X na Revisão Tarifária da Escelsa 21
7.1 Introdução 21
7.2 Fundamentos Teóricos 22
7.3 Formulação Matemática do Modelo de Determinação do Fator X 22
7.4 Determinação do Valor do Fator X 24
7.5 Considerações Finais 24
8 Anexo III – Metodologia para Fator X na Nota Técnica ANEEL n° 326 24
8.1 Produtividade do Segmento de Distribuição de Energia Elétrica 26
8.2 Produtividade Operacional Relativa da Concessionária 29
8.3 Análise de Consistência 30
8.4 Resultados 32
9 Anexo IV – Modelo de Bernstein/Sappington 33
10 Anexo V – Fundamentos Teóricos da PTF 35

Sumário
O objetivo deste artigo é analisar as duas propostas (inicial e final) elaboradas pela ANEEL para o
cálculo do Fator X. A dinâmica tarifária do segmento de distribuição de energia elétrica contempla três
elementos fundamentais. O reajuste anual de tarifas, a revisão tarifária ordinária e a revisão tarifária
extraordinária. O reajuste anual é feito através da aplicação de fórmula paramétrica, com o objetivo de
manter o poder de compra real da tarifa. A fórmula para cálculo do índice de reajuste tarifário (IRT)
compõe-se de duas parcelas: a primeira, denominada VPA, contempla os custos operacionais não ge-
renciáveis pela concessionária. A segunda, VPB, refere-se aos custos operacionais gerenciáveis. Os cus-
tos incidentes sobre a primeira parcela VPA são repassados às tarifas, enquanto que sobre a parcela VPB
aplica-se um índice de preços (IVI) subtraído de um fator de produtividade (Fator X).
A regra para a correção das tarifas estabelecida no contrato de concessão fixa que, no período que
antecede a primeira revisão periódica, o Fator X tem valor igual a zero, como forma de incentivo a
concessionária. Nesse período, o IVI será pleno. A partir da primeira revisão, deixa de existir reajuste
da parcela B pelo IVI pleno. Já a revisão tarifária periódica compreende, especificamente, a determina-
ção do Fator X, com o objetivo de compartilhar ganhos de produtividade com os consumidores, o qual
será aplicado no momento dos reajustes tarifários contratuais. A correta determinação do Fator X é de
fundamental importância no contexto de um modelo regulatório do tipo price cap, pertencente à classe
mais ampla de modelos baseados em incentivos.
O histórico do processo de definição do Fator X, desde a segunda revisão tarifária periódica da
Escelsa, concluído em agosto de 2001, deixa claro que o regulador adotou metodologias variadas para
a estimativa do Fator X. Os resultados da versão final – sem qualquer detalhamento – foram apresenta-
dos às concessionárias poucos dias antes da divulgação para consulta pública em 17/02/2003. A mode-
lagem proposta pela ANEEL na Nota Técnica n° 326/02 e operacionalizada nas Notas Técnicas de
17/02/2003 é complexa. Em consequência, na ausência de correções e esclarecimentos da metodologia
prejudica-se não apenas a estimativa do Fator X como, eventualmente, torna-se todo o procedimento
mais discricionário e com baixa possibilidade de ser replicado fora do âmbito do regulador.
Uma premissa implícita na metodologia final proposta pela ANEEL é que os novos investimentos
são remunerados ao WACC. Uma crítica geral é que ela não permite a derivação de um único cap. Além
dessas considerações, uma avaliação da proposta da ANEEL permite diversas conclusões. Primeira, a
paramétrica adotada transfere integralmente o crescimento do mercado para o Fator X. Segunda, a pro-
jeção de investimentos é baseada em metodologia ultrapassada e não considera a resposta da concessi-
onária ao pedido de informações feito pela ANEEL quando do início do processo de revisão tarifária,
em abril de 2002. Terceira, o ajuste do Fator X pelo IASC é discricionário e sem correlação direta com
princípios econômicos adotados na teoria e melhor prática internacional. Quarta, o componente Xc, da
maneira como estimado, terá efeitos assimétricos em cada uma das concessionárias. Quinta, o compo-
nente Xa deve introduzir variáveis nominais (remuneração de mão-de-obra) no cálculo do Fator X. Por
fim, a paramétrica para os reajustes anuais dos contratos de distribuição de energia elétrica será modifi-
cada, ou seja, o IGPM não mais será utilizado como índice para o reajuste anual da Parcela B.
JEL Codes: D86, G38, K23, L43, L51
Keywords: ANEEL, Fator X, Revisão Tarifária, Eletropaulo, Modelo de Bernstein/Sappington, Contrato
de Concessão

1
1 Introdução
O objetivo deste artigo é analisar as duas propostas (inicial e final) elaboradas pela ANEEL para o
cálculo do Fator X. A dinâmica tarifária do segmento de distribuição de energia elétrica contempla três
elementos fundamentais. O reajuste anual de tarifas, a revisão tarifária ordinária e a revisão tarifária
extraordinária. O reajuste anual é feito através da aplicação de fórmula paramétrica, com o objetivo de
manter o poder de compra real da tarifa. A fórmula para cálculo do índice de reajuste tarifário (IRT)
compõe-se de duas parcelas: a primeira, denominada VPA, contempla os custos operacionais não ge-
renciáveis pela concessionária. A segunda, VPB, refere-se aos custos operacionais gerenciáveis. Os cus-
tos incidentes sobre a primeira parcela VPA são repassados às tarifas, enquanto que sobre a parcela VPB
aplica-se um índice de preços (IVI) subtraído de um fator de produtividade (Fator X).
A correta determinação do Fator X é de fundamental importância no contexto de um modelo regu-
latório do tipo price cap, pertencente à classe mais ampla de modelos baseados em incentivos. Como
ressaltado por Beesley e Littlechild (1989), erros na estimativa do Fator X podem penalizar tanto a
concessionária quanto o consumidor. Neste sentido, é fundamental resgatar o princípio de que a deter-
minação do Fator X não deve estar dissociada do contexto mais amplo da revisão tarifária, onde a Base
de Remuneração Regulatória (BRR), o custo e a estrutura de capital, a evolução das despesas computá-
veis e do mercado também assumem papel relevante.
O histórico do processo de definição do Fator X, desde a segunda revisão tarifária periódica da
Escelsa, concluído em agosto de 2001, deixa claro que o regulador adotou metodologias variadas para
a estimativa do Fator X. Os resultados da última versão – sem qualquer detalhamento – foram apresen-
tados às concessionárias poucos dias antes da divulgação para consulta pública em 17/02/2003. A mo-
delagem proposta pela ANEEL na Nota Técnica n° 326/02 e operacionalizada nas Notas Técnicas de
17/02/2003 é complexa. Em consequência, na ausência de correções e esclarecimentos da metodologia
prejudica-se não apenas a estimativa do Fator X como, eventualmente, torna-se todo o procedimento
mais discricionário e com baixa possibilidade de ser replicado fora do âmbito do regulador.
2 Proposta Inicial da ANEEL para o Cálculo do Fator X
Em 17/02/2003, a ANEEL disponibilizou para consulta pública quatro Notas Técnicas referentes aos
processos de revisão tarifária periódica da Cemat, Cemig, CPFL e Enersul.1
No item 36 destas Notas
Técnicas o regulador afirma que
"A determinação das variáveis do reposicionamento tarifário e o cálculo do Fator X devem ser reali-
zados de forma a considerar que todos os procedimentos e análises fazem parte de um único processo,
que é a revisão tarifária periódica. A inconsistência regulatória derivada de um tratamento fragmen-
tado do conjunto de temas que integram a revisão tarifária periódica teria consequências negativas
bastante significativas, podendo conduzir a resultados (níveis tarifários) totalmente diferentes dos ob-
jetivos fundamentais que procura obter. É necessário, dessa forma, assegurar que exista total coerência
entre o tratamento regulatório de cada componente da revisão tarifária e o aplicado aos demais com-
ponentes."
A proposta de Revisão Tarifária Periódica elaborada pela ANEEL, em cumprimento ao contrato de
concessão, compreendeu a proposição do índice de reposicionamento tarifário para o início do segundo
1. Estas são as concessionárias com reposicionamento tarifário em 08/04/03. Ao longo da análise será feita referência geral
a "Notas Técnicas de 17/02/2003". Posteriormente, a ANEEL disponibilizou outras Notas Técnicas para as concessionárias
com revisão tarifária em abril 2003: AES Sul, RGE, Coelba, Coelce, Cosern e Energipe. O conteúdo das Notas é o mesmo,
exceto pelo valor do Fator X da concessionária.

2
ciclo regulatório e do Fator X a ser aplicado em cada ano deste ciclo.2
Conforme entendimento do regu-
lador "o reposicionamento tarifário visa estabelecer uma Receita Requerida para cobrir os custos ope-
racionais de uma prestação eficiente do serviço de distribuição de energia elétrica e proporcionar uma
adequada remuneração do capital sobre investimentos prudentes. O Fator X busca compartilhar os
ganhos esperados de produtividade com os consumidores."
Mais ainda, reconhece a ANEEL que "o pressuposto básico é que a aplicação de (IGPM – X) não
resulte em distorções na condição de equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão, que
podem se traduzir em benefícios ou em prejuízos para as concessionárias prestadoras do serviço, inde-
pendentemente de uma maior ou menor eficiência na sua gestão".
Antes das Notas Técnicas de 17/02/2003, a ANEEL divulgou, em 25/10/2002, a Nota Técnica n°
326/02/SER/ANEEL que trata do "Cálculo do Fator X na Revisão Tarifária Periódica das Concessioná-
rias de Distribuição de Energia Elétrica". Esta Nota Técnica está organizada da seguinte maneira: (i)
objetivos do Fator X na regulação econômica das concessionárias de distribuição; (ii) o Fator X na
experiência internacional: método da Produtividade Total dos Fatores (PTF); método do fluxo de caixa
descontado; critério do regulador; e método da comparação entre empresas; (iii) proposta ANEEL de
metodologia para o cálculo do Fator X e (iv) considerações finais. Esta Nota propôs duas abordagens
para o cálculo do Fator X.
2.1 Fundamentos Metodológicos
A análise da Proposta da ANEEL para o Fator X é feita no contexto da Nota Técnica n° 326/02
SER/ANEEL e das Notas Técnicas de 17/02/2003, mapeando os resultados sugeridos pelo regulador e
a metodologia anteriormente divulgada.3
O fundamento teórico do Fator X é a transferência de ganhos
projetados de produtividade da concessionária para o consumidor. Conforme o item 43 das Notas Téc-
nicas de 17/02/2003,
"No caso do serviço de distribuição de energia elétrica, no qual a evolução tecnológica é
gradual (diferentemente de setores como o de telecomunicações), esses ganhos de produtivi-
dade projetados têm como causa principal alterações na escala do negócio. Durante o perí-
odo tarifário se produzirão incrementos nas vendas da concessionária, tanto pelo maior con-
sumo dos clientes existentes (crescimento vertical) como pela incorporação de novos clientes
na área servida (crescimento horizontal). Esse incremento nas vendas será atendido pela con-
cessionária com custos incrementais decrescentes com relação aos definidos no reposiciona-
mento tarifário. Esse ganho de produtividade do negócio, que não decorre de uma maior
eficiência na gestão da concessionária distribuidora, deve ser repassado aos consumidores
[...]".4
Em resumo, a proposta da ANEEL para o Fator X adota a metodologia apresentada na Audiência Pública
n° 023/02. A Nota Técnica n° 326/02 SER/ANEEL propôs duas abordagens para o cálculo do Fator X.
Na abordagem inicial o Fator X é dado pela soma de duas parcelas, a primeira, denominada Xe, refere-
se à soma da variação relativa da produtividade total dos fatores e da variação relativa dos insumos da
2. O Anexo I resume as cláusulas tarifárias dos contratos de concessão de distribuição de energia elétrica no Brasil.
3. É importante ressaltar que durante o processo de revisão tarifária periódica da Escelsa, em 2000, a ANEEL divulgou duas
Notas Técnicas (n° 73 e n° 97) onde sugeria uma metodologia para a definição e estimativa do Fator X. Existem diferenças
relevantes entre as duas Notas.
4. A preocupação do regulador é com economias de escala, insuficientes para a caracterização de monopólios naturais no
caso de firmas multiproduto. Mais ainda, em nenhum momento da análise disponibilizada pela ANEEL faz-se referência a
economias de escopo.

3
concessionária. A segunda parcela, denominada Xo, refere-se à produtividade operacional relativa.5
A
segunda abordagem baseia-se no método do fluxo de caixa descontado. Em particular, a ANEEL afirma
na Nota Técnica n° 326/02 que "nos termos do item IV.4 da [Nota Técnica] será avaliada a consistência
do Fator X calculado a cada ano pela metodologia definida pela ANEEL, utilizando-se o método do
fluxo de caixa descontado." Fica claro, então, que o método do fluxo de caixa, como inicialmente pro-
posto pelo regulador é, nas suas palavras, um "teste de consistência" para a primeira abordagem.
Este entendimento prevaleceu desde a divulgação da Nota Técnica n° 326/02 até o 17/02/2003,
quando o regulador, no item 168 das Notas Técnicas afirma que
"Embora a metodologia da produtividade total dos fatores seja amplamente difundida e ado-
tada no âmbito mundial, se obtém melhores resultados quando aplicada em setores compostos
por empresas com custos que não apresentam grande dispersão. Resulta altamente provável
que essa seja a condição a partir da segunda revisão tarifária periódica das concessionárias
de distribuição no Brasil. Entretanto, nesta primeira revisão tarifária essa dispersão pode ser
muito significativa como consequência do panorama atual do setor de distribuição de energia
elétrica do Brasil, onde coexistem 64 concessionárias distribuidoras com distintas situações
em termos de propriedade do capital, gestão, etc. Nessas condições, pode ocorrer que a apli-
cação da abordagem da produtividade total dos fatores (Xe), associada com eficiência relativa
(Xo), não configure os melhores resultados. Ademais, esta abordagem não é necessariamente
consistente com o enfoque de "Empresa de Referência", adotado para a determinação dos
custos de operação eficientes no reposicionamento tarifário. O enfoque da "Empresa de Re-
ferência" visa justamente reduzir essa dispersão durante o segundo período tarifário. Além
disso, a metodologia da produtividade total dos fatores não permite contemplar os novos in-
vestimentos a serem realizados pela concessionária de distribuição ao longo do próximo pe-
ríodo tarifário, podendo resultar incompatível com a manutenção do equilíbrio econômico-
financeiro da concessionária."
Duas considerações merecem ser feitas. Primeiro, a correlação proposta pela ANEEL entre a aplicabili-
dade do modelo da produtividade total de fatores e a dispersão de custos das distribuidoras brasileiras
não é correta.6
Senão pelo simples fato de que derivação inicial de Xe feita pelo regulador é exatamente
a mesma para as quatro concessionárias analisadas.7
Segundo, na estimativa inicial do Fator X pela
ANEEL, com base da Nota Técnica n° 326, não foram feitas considerações sobre a consistência meto-
dológica do modelo para o Fator X e a Empresa de Referência. Ou seja, o regulador não considerou a
possibilidade de eventuais conflitos teóricos entre as duas metodologias.8
Segundo o item 170 das Notas
Técnicas,
"A abordagem que assegura plena consistência entre o reposicionamento tarifário e o cálculo
do Fator X, [...], se realiza aplicando a metodologia de cálculo do método de fluxos de caixa
descontados, do tipo forward looking. A determinação do Fator X mediante a aplicação desse
procedimento contempla estritamente a produtividade derivada dos ganhos de escala que uma
5. Ao longo do tempo, o regulador mudou a notação, de superscrito para subscrito. Para manter consistência com a versão
mais recente a notação adotada ao longo de todo o texto adota subscrito.
6. Na verdade, o arcabouço teórico originalmente adotado pelo regulador desde a revisão da Escelsa baseia-se na formulação
de Bernstein/Sappington. Ver Anexo 5 para uma discussão deste modelo. O Anexo 6 resume conceitos fundamentais na análise
de produtividade total de fatores.
7. Ver Anexo 4 para maiores detalhes.
8. Uma terceira consistência deve ser ressaltada: aquela entre a metodologia que define e estima a Base de Remuneração
Regulatória (BRR) com base na Resolução ANEEL n° 493/02 (esta metodologia é baseada na abordagem conhecida como
Depreciated Optimized Replacement Cost (DORC), utilizada na Austrália) e aquela para o Valor Novo de Reposição (VNR)
com base no Anexo IV das Notas Técnicas de 17/02/2003.

4
concessionária distribuidora obtém ao atender uma maior demanda com custos incrementais
menores que os reconhecidos no reposicionamento tarifário. Do mesmo modo, o Fator X as-
sim calculado contempla o impacto que os investimentos associados ao atendimento desta
demanda têm sobre a base de remuneração. No atual ciclo de revisões tarifárias, essa meto-
dologia evita que seja considerado de forma inadequada uma projeção dos ganhos de efici-
ência produzidos no período posterior à privatização das distribuidoras, que não são susten-
táveis em períodos seguintes. Também se assegura que a concessionária poderá reter, durante
o segundo período tarifário, aqueles benefícios que obtenha em consequência de uma gestão
mais eficiente que a definida como referência no reposicionamento tarifário [...]."
No item 171 o regulador conclui que
"Visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato de concessão e tendo em
conta a natureza contratual da aplicação do índice (IGPM-X), a abordagem para o cálculo
do Fator X é constituída de dois componentes. O primeiro refere-se exclusivamente aos ga-
nhos de produtividade XE que podem ser obtidos na gestão de serviço durante o segundo
período tarifário. O segundo componente consiste em um "fator de qualidade" Xc, vinculado
ao nível de satisfação que têm os clientes com o serviço que recebem da concessionária, me-
dido por empresas especializadas em pesquisa de opinião pública sobre satisfação do consu-
midor, segundo procedimentos definidos pela ANEEL."
Conforme a proposta da ANEEL, os ganhos de produtividade dependem das premissas adotadas em
relação ao comportamento das seguintes variáveis "chaves" no SPT: número de clientes; venda de ener-
gia; PIB; investimentos na expansão da rede necessários para atender à demanda projetada; custos ope-
racionais eficientes; depreciações; tributação; e custo médio ponderado de capital.
Em 04/04/2003, três dias antes do anúncio do resultado do reposicionamento tarifário da Cemat,
Cemig, CPFL e Enersul, o Conselho Nacional de Política Energética (CNPE) divulgou a Resolução n°
1 que estabelece diretrizes para a ação da ANEEL na definição de critérios para o cálculo do Fator X.9
A Resolução deixa claro que a ANEEL solicitou manifestação do CNPE sobre estes critérios. Esta soli-
citação é, no mínimo, inconsistente com o procedimento até então adotado pelo regulador, que conside-
rou da sua esfera de competência a definição desta metodologia de cálculo desde primeira revisão tari-
fária da Escelsa, em 1998, e passando ainda pela segunda revisão, em 2001.
O art. 1° desta Resolução determina que a ANEEL "defina a metodologia de cálculo dos valores
de X a serem aplicados nos reajustes tarifários anuais, considerando, para o componente mão-de-obra
da Parcela B, índice que reflita o valor da renumeração de mão-de-obra do setor formal da economia
brasileira". Apesar do detalhamento desta orientação ainda não ter sido feita pelo regulador, já é possível
concluir que o CNPE: (i) sugere a inclusão de variáveis nominais (remuneração de mão-de-obra) no
cálculo do Fator X. Ora, esta Fator deve refletir, exclusivamente, ganhos esperados de produtividade
cuja dimensão é física (unidades de produto por unidade de insumos); (ii) pretende, em última instância,
alterar a paramétrica para os reajuste anuais dos contratos de distribuição de energia Elétrica.10
Em par-
ticular, a aplicação da variação do (IGPM - X) sobre a Parcela B agora será feita por um índice dado por
9. O CNPE levou em conta na sua manifestação que: (i) "um dos objetivos a serem buscados pela Política Energética
Nacional é a proteção dos interesses dos consumidores, bem como a busca pela eficiência e modicidade tarifária"; (ii) "cabe
à ANEEL implementar, em sua esfera de atribuições, a política de energia elétrica, com ênfase na proteção dos interesses do
consumidor quanto a preço, qualidade e oferta de energia"; (iii) "incumbe ao Poder concedente, através da delegação confe-
rida à ANEEL, bem como, nos termos das cláusulas previstas nos Contratos de Concessão, a definição dos valores de X
previsto na fórmula a ser aplicada por ocasião dos reajustes tarifários anuais"; e 4) a revisão tarifária periódica tem reflexos
"nas tarifas de fornecimento de energia elétrica e na capacidade de investimento e de prestação dos serviços nos níveis ade-
quados de qualidade por parte das concessionárias de distribuição".
10. O Anexo I resume as cláusulas tarifárias dos contratos de concessão.

5
(IGPM' - X) onde IGPM' é um outro índice de preço que considera a remuneração de mão-de-obra,11
e
(iii) destacou apenas uma variável na Parcela B, a mão-de-obra, para explicitar na metodologia de cál-
culo do Fator X. Ora, esta Parcela é formada ainda por materiais, serviços e outros; remuneração do
capital próprio e de terceiros; e tributos.
Por fim, em 07/04/2003, a ANEEL divulgou quatro resoluções sobre, respectivamente, o resultado
da revisão tarifária da Cemat, Cemig, CPFL e Enersul. Segundo estas resoluções "o Fator X considera
os ganhos de produtividade da concessionária, previstos para o próximo período tarifário, decorrentes
do crescimento do mercado atendido; o seu desempenho quanto à qualidade do serviço prestado, na
ótica do consumidor; bem como a manutenção da condição de equilíbrio econômico-financeiro definida
na revisão tarifária periódica". Além disso, fixou uma nova paramétrica para este Fator e um valor
provisório para o mesmo. Finalmente, determinou que o Fator X será calculado em cada reajuste tarifário
anual, cuja metodologia será definida pela ANEEL em audiência pública.
2.2 Estimativa do Fator X
A tabela abaixo resume os valores iniciais propostos pela ANEEL para o Fator X da Cemat, Cemig,
CPFL e Enersul, estimados a partir da primeira abordagem.12
A variável i representa a proporção dos
custos operacionais sobre a parcela B da receita da concessionária de distribuição de energia elétrica no
ano teste.
Proposta inicial da ANEEL para o Fator X (em %) – efeito no VPB
XE
Xo
i X
Cemat 6,21 não apresentou 0,43 2,67
Cemig 6,21 nd nd nd
CPFL 6,21 2,02 0,34 2,11
Enersul 6,21 3,56 0,34 2,11
Fonte: ANEEL; elaboração do autor.
O Fator X é estimado como um valor único por concessionária, não se discriminando por categorias de
consumidores. A tabela abaixo resume os valores iniciais e finais propostos pela ANEEL para o Fator
X estimados com base na segunda abordagem da Nota Técnica n° 326, quando da divulgação das res-
pectivas Notas Técnicas.13
Proposta inicial e final da ANEEL para o Fator X (em %)
Concessionária Fator X – proposta inicial Fator X – proposta final
AES Sul 1,81 1,82
Cemat 2,40 2,30
Cemig 1,02 1,00
Coelba 1,14 1,10
Coelce 1,49 1,47
Cosern 1,78 1,78
CPFL 2,56 2,43
Energipe 1,40 1,40
11. Alternativamente, pode-se imaginar que a proposta do CNPE seja dada pela expressão (IGPM - X') onde X' considera a
remuneração de mão-de-obra. Essa proposição, como indicado no item anterior, viola o fundamento teórico do Fator X e deve
ser descartada, apesar de ter sido adotada pela ANEEL na sua interpretação.
12. Esses valores constam de Notas Técnicas iniciais disponibilizadas pela ANEEL. Para a Cemat e CPFL as respectivas
Notas foram divulgadas em 17/12/2002. Para a Enersul e Cemig, em 18/12/2002.
13. Os valores iniciais foram definidos nas respectivas Notas Técnica para a Audiência Pública. Os valores finais constam
das Resoluções que estabelecem o resultado da primeira revisão tarifária periódica da concessionária.

6
Enersul 2,39 2,35
RGE 1,72 1,72
Segundo a ANEEL, com a finalidade de avaliar a solidez dos resultados encontrados realizou-se uma
análise de sensibilidade sobre as premissas mais importantes que afetam o cálculo do fluxo de caixa
descontado. A análise de sensibilidade sobre os investimentos e a demanda fornece como resultado uma
faixa de variação do Fator X. Os resultados para as quatro primeiras empresas analisadas estão descritos
a seguir.
Cemat
Fator X Sensibilidade ≠ 1 – demanda Sensibilidade ≠ 2 – investimentos
(caso base) Cenários de PIB Variação % no fluxo de
pessimista otimista 10% -10%
2,40 2,79 3,02 2,17 2,65
Cemig
1,02 0,82 1,21 0,73 1,31
CPFL
2,56 2,37 2,76 2,36 2,76
Enersul
2,39 2,11 2,68 2,41 2,65
Conforme o item 178 das Notas Técnicas de 17/02/03 o
"[...] percentual é provisório, uma vez que o procedimento de determinação do Fator X, [...],
requer o valor definitivo da Parcela B do reposicionamento tarifário, o qual será estabelecido
pela ANEEL após a conclusão da análise das contribuições recebidas [...] além disso, o valor
da Parcela B aqui apresentado será alterado em função do valor definitivo da componente
denominada Base de Remuneração Regulatória. [...]. Consequentemente, a determinação do
valor definitivo do Fator X se realizará aplicando-se o método do fluxo de caixa descontado,
introduzindo na equação de cálculo o valor definitivo da Parcela B definido pela ANEEL ao
final do processo de revisão tarifária periódica."

7
A tabela abaixo compara os valores iniciais e finais para o Fator X de cada concessionária.
Propostas da ANEEL para o Fator X (em %) – Efeito no VPB
Inicial Final
Cemat 2,67 2,30
Cemig nd 1,00
CPFL 2,11 2,43
Enersul 2,11 2,35
Finalmente, é fundamental ressaltar que, na medida em que o Fator X incide apenas sobre um
subconjunto da Parcela B, o Fator X "efetivo" é muito mais alto do que aquele indicado acima, conforme
apresentado na tabela abaixo.
Propostas da ANEEL para o Fator X (em %) – Efeito no VPB e no VPBc
Inicial no VPB Inicial no VPBc Final no VPB Final no VPBc
Cemat 2,67 6,21 2,30 5,35
Cemig nd 6,21 1,00 nd
CPFL 2,11 6,21 2,43 7,15
Enersul 2,11 6,21 2,35 6,91
Em resumo, o regulador está estimando que as concessionárias terão um ganho esperado de
produtividade sobre a parcela VPBc no intervalo derivado acima, em cada um dos anos do Segundo
Período Tarifário (SPT). A magnitude dos valores estimados não guarda consistência com indicadores
de produtividade setoriais estimados para a economia brasileira em todo o período do pós-guerra.
3 Proposta Final da ANEEL para o Cálculo do Fator X
A abordagem final adotada pela ANEEL para o cálculo do Fator X é constituída de três componentes.14
O primeiro refere-se exclusivamente aos ganhos de produtividade XE
que podem ser obtidos na gestão
de serviço durante o segundo período tarifário. O segundo componente consiste em um fator de quali-
dade Xc
vinculado ao nível de satisfação que têm os clientes com o serviço que recebem da concessio-
nária, medido segundo procedimentos definidos pela ANEEL. O terceiro componente, Xa
refere-se ao
ajuste decorrente de índice que reflita o valor da renumeração de mão-de-obra do setor formal da eco-
nomia brasileira. A paramétrica é, então, dada por:
X = Xe + Xc+ Xa
Onde Xe representa a soma dos ganhos de produtividade total dos fatores e dos ganhos derivados do
gerenciamento da combinação de insumos, dados seus preços relativos, Xc é um fator de qualidade e Xa
é um fator de custo de mão-de-obra.
O Anexo V das Notas Técnicas de 17/02/2003 apresenta a metodologia de cálculo do componente
Xe que integrará o Fator X a ser aplicado, durante cada ano do SPT, ao índice que reajusta a Parcela B
das tarifas. Conforme o disposto neste Anexo a determinação do Fator X para cada concessionária é
14. Esta abordagem consta das resoluções da ANEEL sobre a revisão periódica das concessionárias com data-base em abril
2003. Ela decorre da interpretação dada pelo regulador à Resolução n° 1 do CNPE, de 04/04/2003.

8
feita com base nas seguintes informações: número de clientes; volume de energia; plano de investimen-
tos; base de remuneração regulatória; e custo médio ponderado de capital (WACC). Segundo a ANEEL,
Xe é estimado a partir do fluxo de caixa descontado para o SPT. Conforme o Anexo V:
"A eficiência refletida pelo Fator X está então estreitamente ligada aos ganhos de escala que
uma distribuidora elétrica obtém ao atender uma maior demanda com custos incrementais
menores aos reconhecidos no reposicionamento tarifário. Do mesmo modo, o Fator X assim
calculado contempla o impacto que os investimentos associados ao atendimento desta de-
manda têm sobre a base de remuneração. Esta metodologia permite considerar de forma ade-
quada o efeito potencialmente distorcido de adotar ganhos de eficiência históricos pouco pos-
síveis de reproduzir, dado o escasso tempo transcorrido desde o início das privatizações no
Brasil. É conhecido que, em geral, no período imediatamente seguinte à posse de uma em-
presa por um novo operador privado, produzem-se importantes incrementos na eficiência da
gestão, que não são sustentáveis em períodos seguintes."
O regulador ainda observa que:
"Como todo valor resultante da aplicação de um enfoque de tipo foward looking, o Fator X
que se calcula com a metodologia de fluxos de caixa descontado depende das hipóteses ado-
tadas com relação aos parâmetros de maior incidência em sua determinação. Por esta razão,
é conveniente realizar análises de sensibilidade dos valores obtidos frente a variações de pa-
râmetros mais significativos".
Em conclusão, entende o regulador que:
"Esta metodologia de cálculo do Fator X é consistente com um método de determinação de
custos associados a uma gestão eficiente de uma concessionária distribuidora, no cumpri-
mento de suas atividades de operação e manutenção de redes elétricas, comerciais e de ad-
ministração. Neste sentido, existe total compatibilidade e complementaridade entre o enfoque
de determinação do Fator X pelo procedimento de fluxo de caixa descontado e o método de
Empresa de Referência para determinação de custos operacionais eficientes aplicado no re-
posicionamento tarifário."
Cada uma das resoluções da revisão tarifária deixa claro que o valor de Xe é provisório, devendo o
percentual definitivo ser estabelecido quando da definição do valor definitivo do reposicionamento ta-
rifário. Este, por sua vez, depende da definição do valor da Quota de Reintegração Regulatória e da Base
de Remuneração Regulatória, nos termos do disposto na Resolução ANEEL n° 493, de 04/09/2002.
Estas resoluções deixam claro a preocupação da ANEEL com a neutralidade deste componente,
estabelecendo, para isso, um procedimento de recálculo deste componente. Este recálculo será feito por
ocasião da próxima revisão tarifária periódica da concessionária,
"utilizando-se os valores da receita da Parcela B e dos investimentos associados ao mercado
de vendas efetivamente verificado em cada ano do segundo período tarifário, calculados se-
gundo os mesmos procedimentos utilizados para determinar os valores previstos desses pa-
râmetros na revisão tarifária periódica [...]."
Além disso, em "cada reajuste tarifário anual se calculará a diferença entre os valores anuais acumu-
lados do mercado de venda previsto e do efetivamente verificado e, no caso dessa diferença, em valor
absoluto, resultar superior a 2,5% do valor acumulado do mercado de vendas previsto, o recálculo [...]
será efetuado na data do reajuste tarifário anual".

9
No caso do componente Xc inicialmente, conforme o item 179 das Notas Técnicas de 17/02/2003
a ANEEL
"desenvolveu um indicador para avaliar a qualidade do serviço prestado pelas concessioná-
rias de distribuição do ponto de vista do consumidor. O parâmetro foi definido a partir de
uma pesquisa de satisfação, aplicada junto aos clientes de todas as concessionárias de distri-
buição de energia, em julho de 2000, e se denomina Índice ANEEL de Satisfação do Consu-
midor (IASC). O índice pode ser mensurado em números e permite que a ANEEL compare as
empresas sem recorrer a detalhes operacionais".
Se uma concessionária i obtém uma pontuação IASCi, o valor do Xc é dado por:
max
max min
( )
( )
i
c
IASC IASC
X
IASC IASC



Onde IASCmax é a pontuação IASC máxima do grupo ao qual pertence a concessionária i; IASCmin é a
pontuação IASC mínima do grupo ao qual pertence a concessionária i. O valor de Xc está compreendido
entre zero e 1,0% para todas as concessionárias.
Já na versão final da metodologia para o cálculo do Fator X, que consta apenas das resoluções da
revisão, o regulador estabeleceu que uma nova paramétrica para o cálculo de Xc. Seja IASCc = IASC da
concessionária; IASCmg = IASC médio do grupo da concessionária; IASCMg = IASC máximo do grupo
da concessionária e M = max {IASCMg, 1,1xIASCmg}. Então, componente Xc é dado por:
a) se IASCc ≤ IASCmg
m( )
10
g c
c
IASC IASC
X


Com valor limite superior igual a 1,0%.
b) se IASCmg ≤ IASCc ≤ M
0cX 
c) se IASCc > M
m( )
10
g c
c
IASC IASC
X


Com valor limite superior igual a -1,0%. O componente Xc será calculado em cada reajuste tarifário
anual. Por último, o componente Xa também será calculado em cada reajuste tarifário anual, nos termos
do disposto na Resolução n° 1 do CNPE, de 04/04/2003, cuja metodologia para implementação será
definida pela ANEEL em audiência pública.
3.1 Fundamentos Metodológicos
Para fins de análise de consistência dos valores obtidos para o Fator X com o equilíbrio econômico-
financeiro da concessionária, a ANEEL sugeriu na Nota Técnica n° 326/02 que poderia utilizar como

10
ferramenta adicional o método do fluxo de caixa descontado para ajustes dos valores obtidos, caso ne-
cessário. Este método era o teste de consistência da metodologia então proposta pelo regulador. Na
versão final desta metodologia, este teste tornou-se o procedimento para o cálculo do componente Xe do
Fator X.
O método proposto é o seguinte. Seja: FCi = fluxo de caixa no período tarifário; ROi = receitas
operacionais da concessionária no período tarifário (igual ao valor da parcela B da receita); OMi = custos
de operação e manutenção da concessionária no período tarifário; Ao = valor inicial dos ativos; A1 =
valor dos ativos ao final do período tarifário (valor residual); di = valor da depreciação no período tari-
fário; e Ii = investimentos realizados no período tarifário. As equações para o fluxo de caixa e a evolução
dos ativos da concessionária são dadas, respectivamente, por:
1 1 1 1
1 0 1 1
FC RO OM I
A A I d
  
  
Segundo o regulador, a avaliação da situação financeira da concessionária ao longo do período tarifário
a partir do fluxo de caixa descontado iguala o valor atual dos ativos ao VPL do fluxo de caixa e do VPL
dos ativos ao final do período. Portanto,
0 1 1
0 1 1 1 0 1 1
( ) ( )
( ) ( )
A VPL FC VPL A
A VPL RO OM I VPL A I d
 
     
Que pode ser reescrito como:
0 1 11 1 1
0
( )( )
1 1
A I dRO OM I
A
r r
  
 
 
No caso de o período tarifário ser igual à n temos, similarmente,
0
0
1 1
( (1 ) )
(1 ) (1 ) (1 )
n n
i i i i i
i i n
i i
RO X OM I I d A
A
r r r 
   
  
  
 
Em equilíbrio esta equação é reescrita como:
0
0
1 1
0
1
( (1 ') )
(1 ) (1 ) (1 )
( (1 ') )
(1 ) (1 )
n n
i i i i i
i i n
i i
n
i i i n
i n
i
RO X OM I I d A
A
wacc wacc wacc
RO X OM I A
A
wacc wacc
 

   
  
  
  
 
 
 

O valor do Fator X é aquele que iguala o valor presente líquido dos fluxos de caixa (net cash in flow) da
concessionária no período de vigência do price cap (incluindo o valor dos ativos da mesma ao fim do
período), com o valor dos ativos da concessionária ao início do período de vigência. O custo de capital
é dado pelo WACC, nos termos do Anexo II das Notas Técnicas de 17/02/2003.
Na proposta inicial do regulador como este resultado está associado a um teste de consistência, o
valor de X’ na equação acima é comparado com aquele obtido com o Fator X derivado com base no
modelo de Bernstein/Sappington.

11
Uma omissão importante nesta formulação para a estimativa do Fator X é um intervalo de validação
para a aplicação do teste de consistência.15
Além disso, uma grande dificuldade na aplicação deste teste
é assegurar-se, ex-ante, da consistência de toda a modelagem na medida em que, o uso incorreto da base
de dados pode levar a resultados conflitantes. Um problema adicional refere-se ao fato de que a duration
utilizada na estimativa do WACC não é compatível com o ciclo regulatório, ou seja, com o período de
tempo adotado no cálculo do fluxo de caixa.
Este procedimento é idêntico ao descrito por Armstrong et al. (1994: 190-191). É importante res-
saltar que implicitamente assume-se que
"new investment earns the cost of capital because the present value of the cash flows attribut-
able to new investment less the present value of the future capital expenditure will be zero".
No entanto, "unless the regulator has a good idea about future levels of the caps, this process
will not uniquely determine the current cap. A tough initial price cap followed by an easy one
can produce the same present value of cash flows as an intermediate cap for both periods."
Em resumo,
"the cash flow procedure has some attractions, but its operation requires a large number of
assumptions and does not generate a unique price cap. It is also close in spirit to rate-of-
return regulation if the valuation of existing assets effectively ensures that all past efficiency
gains are clawed back at the price review. While its focus on long-run rates of return makes
it an attractive approach for the regulation of industries with large investment requirements,
it might be less suitable for industries with scope for efficiency gains."
Por fim, é importante reconhecer que o fluxo de caixa deve estar associado à um cenário base de proje-
ções sobre demanda, investimentos e custos operacionais eficientes. Como todos os valores são espera-
dos não se pode falar de um único valor do Fator X, mas sim de um valor associado a um conjunto de
premissas. Segundo a ANEEL, "é importante a seleção das premissas chaves, as quais foram escolhidas
com base na experiência local e internacional, realizando-se exercícios de sensibilidade sobre os pa-
râmetros críticos". As principais premissas adotadas pela ANEEL, conforme o Anexo V das Notas Téc-
nicas de 17/02/2003, são as seguintes:
Receitas Operacionais
As projeções de demanda são feitas a partir de projeções do PIB e de séries históricas para o mercado e
o número de clientes no período 1991-2002, para os consumidores residenciais, industriais, comerciais,
rurais e outros, utilizando-se um modelo econométrico estimado por mínimos quadrados ordinários. O
ano de 2001 não foi considerado devido ao racionamento. A demanda foi valorada ao preço de referência
no ano base, dado pela tarifa do reposicionamento tarifário. Nos anos subsequentes ao ano base do novo
período tarifário considerado, esse preço base será modificado com a inclusão de um Fator X com o
propósito de refletir os ganhos esperados de produtividade. Para a determinação do preço médio do
serviço de distribuição, consideram-se valores eficientes, tanto dos custos operacionais (Empresa de
Referência) como dos investimentos (BRR).
15. Na medida em que a ANEEL abandonou a primeira abordagem para a determinação do Fator X – baseada no modelo de
Bernstein/Sappington – esta omissão é menos relevante. No entanto, ainda é importante, na medida em que metodologias
alternativas poderiam ser adotadas e, portanto, resultados comparados.

12
Custos de Operação e Manutenção
Os custos de operação e manutenção foram calculados a partir da metodologia de Empresa de Referência
(ER), com valores atualizados para março de 2003.16
A projeção dos custos para o SPT se realizou uti-
lizando como variável explicativa (driver) principal a relação clientes/ empregados.
Investimentos
Os investimentos foram projetados com base na demanda esperada (crescimento vertical e horizontal).
Esses investimentos consideram apenas a rede, na medida em que aqueles relacionados à gestão comer-
cial, administração e outros, como veículos, softwares, etc. já que foram reconhecidos nos custos da
Empresa de Referência. Do mesmo modo, e com a finalidade de atribuir investimentos entre os segmen-
tos de sub transmissão e distribuição, procedeu-se à análise do VNR da concessionária.17
Conforme o
Anexo V das Notas Técnicas de 17/02/2003,
"A metodologia aplicada para estimar a projeção dos investimentos em distribuição se fun-
damenta em leis teórico-empíricas, apoiadas no incremento do valor do Ativo Imobilizado em
Serviço (AIS) para atender o crescimento horizontal e vertical [...]. O modelo baseia-se, prin-
cipalmente, nas premissas de Yves Alvoury em Análisis de Costos Marginales y Deseño de
Tarifas de Electricidade y Agua, 1983."
Os investimentos considerados foram segregados em: investimentos em expansão da distribuição; in-
vestimentos em renovação de distribuição; e investimentos em sub transmissão. Segundo a ANEEL,
esta projeção dos investimentos em distribuição requer as seguintes informações: (i) custos do ativo
imobilizado em serviço (AIS); (ii) estimativa da porcentagem de distribuição – sub transmissão sobre o
total do AIS; (iii) estimativa da porcentagem de linhas, estações e ramais sobre o total do AIS de distri-
buição; (iv) projeções de clientes e energia; (v) taxas de crescimento históricas dos ativos de distribuição
e (vi) vida útil média das instalações. Para os itens (ii) e (iii) o regulador utiliza o VNR da concessionária.
A determinação dos itens (iv), (v) e (vi) é feita com base na experiência de consultores especializados.
Valor Inicial e Residual dos Ativos
A BRR considerada é o valor dos ativos físicos da concessionária no ano 2002, líquida de depreciação,
descontados os ativos que estão incluídos nos custos operacionais da Empresa de Referência, mais o
capital de giro estimado para o ano 2002. O valor residual foi estimado somando ao valor inicial dos
ativos, os investimentos líquidos de depreciações e adicionado o capital de giro estimado para o ano.
Depreciação
Para o cálculo das depreciações analisou-se em detalhe o perfil das mesmas em cada concessionária,
com o propósito de atribuir taxas ajustadas à realidade.
16. O Anexo I das Notas Técnicas de 17/02/2003 apresenta a Metodologia e Cálculo da Empresa de Referência.
17. A ANEEL reconhece que o modelo de projeção de investimentos baseia-se em previsões de demanda, e em consequência,
apresenta melhor ajuste quando esta última é estacionária. No Brasil, com o racionamento do ano 2001 e com uma recuperação
prevista para 2003, gera-se uma situação de instabilidade na demanda que tem impacto direto nos investimentos necessários
para seu atendimento.

13
3.2 Estimativa do Fator X
Conforme entendimento da ANEEL, para a adoção desta metodologia é necessário dispor de séries his-
tóricas (em especial para realizar as estimativas de demanda), bem como de projeções para as variáveis
de exógenas. As hipóteses do regulador que justificam as projeções apresentadas a seguir são comuns
para as concessionárias distribuidoras em processo de revisão tarifária periódica.
Receitas Operacionais
Para determinação da receita das concessionárias distribuidoras foi estimado o volume físico das vendas
totais de energia elétrica durante o SPT, bem como a tarifa média do serviço de distribuição (ou Parcela
B) definida no reposicionamento tarifário. A demanda foi projetada a partir de um modelo econométrico,
estimado por mínimos quadrados ordinários, sobre as séries históricas mensais de: (i) vendas de energia
e quantidade de consumidores do período 1991-2002 para os consumidores residenciais, industriais,
comerciais, rurais e outros e (ii) PIB da área de concessão da distribuidora a preços correntes (período
1991-2002). O modelo adotado é o seguinte:
CONSt = 1 + 2 PIBt + 3 CLIt
Onde CONSt = vendas de energia elétrica em MWh no período t (em log); PIBt = Produto Interno Bruto
da área de concessão correspondente à distribuidora, a preços correntes, no período t (em log); CLIt =
quantidade de consumidores da distribuidora no período t (em log); 1 = intercepto da reta de regressão
(consumo autônomo); 2 e 3 = coeficientes da regressão que representam, respectivamente, a elastici-
dade produto da demanda e a elasticidade da demanda em relação ao número de consumidores.18
Para projetar o PIB respectivo a cada área de concessão, usou-se uma série histórica do Banco
Central a preços correntes, para o período 1991-2002, e se assumiu que a participação no PIB de cada
Estado se mantém constante durante o período em análise (para determinar esta participação foram con-
siderados dados para o ano de 2001). Segundo a ANEEL no período 1997-2001, as percentagens se
mantiveram relativamente constantes. Para o Caso Base, assumiram-se as seguintes taxas de crescimento
para o PIB:
Cenários de crescimento da economia
Anos PIB – Caso Base (%) PIB – Otimista (%) PIB – Pessimista (%)
2003 1,99 2,99 0,99
2004 3,50 4,50 2,50
2005 3,50 4,50 2,50
2006 4,00 5,00 3,00
2007 4,00 5,00 3,00
Fonte: Banco Central do Brasil, junho 2002. Citado pela ANEEL nas Notas Técnicas de 17/02/2003.
O gráfico e tabela abaixo mostram a evolução da participação dos Estados de São Paulo, Minas Gerais,
Mato Grosso e Mato Grosso do Sul no PIB, conforme estimativa do IBGE.
18. Uma característica importante dos modelos trabalhados com as séries em logaritmos, que tornaram muito popular nos
trabalhos empíricos, é que os coeficientes 2 e 3 representam as elasticidades das variáveis respectivas à variável que se está
explicando (as vendas de energia elétrica neste caso).

14
Participação no PIB à preço de mercado corrente – 1985-2000
Nota-se, imediatamente, que a premissa do regulador apresenta problemas em pelo menos dois Estados:
São Paulo e Minas Gerais. Para projetar a quantidade de consumidores utilizou-se o seguinte modelo:
CLIt = 1 + 2 POBt
Onde CLIt = quantidade de consumidores da distribuidora do período t (em log); POBt = população da
área de concessão correspondentes à distribuidora, do período t (em log); 1 = constante da linha de
regressão; 2 = coeficiente estimado pela regressão que representa a elasticidade dos clientes em relação
à população.
Para projetar a população de cada área de concessão se utilizaram dados históricos do censo, extra-
polando-se para os anos intermediários (período 1997-2000), com a hipótese de crescimento linear da
Participação no PIB à Preço de Mercado Corrente
0,0
10,0
20,0
30,0
40,0
50,0
60,0
1985 1986 1987 1988 1989 1990 1991 1992 1993 1994 1995 1996 1997 1998 1999 2000
SP MG MT MS Total
Ano SP MG MT MS Total
1985 36,12 9,61 0,69 0,95 47,37
1986 35,73 9,47 0,81 1,08 47,09
1987 37,72 9,84 0,76 1,00 49,32
1988 38,14 9,66 0,86 0,97 49,63
1989 37,77 9,57 0,84 0,94 49,12
1990 37,02 9,29 0,83 0,96 48,10
1991 35,25 9,52 0,91 0,99 46,67
1992 35,49 9,54 0,95 0,94 46,92
1993 34,88 9,43 1,06 0,97 46,34
1994 34,15 9,95 1,11 1,10 46,31
1995 35,47 9,74 1,01 1,08 47,30
1996 34,93 10,09 1,02 1,07 47,11
1997 35,48 10,01 1,05 1,07 47,61
1998 35,46 9,79 1,08 1,10 47,43
1999 34,94 9,63 1,20 1,12 46,89
2000 33,67 9,64 1,22 1,08 45,61
Média 35,76 9,67 0,96 1,03 47,43
Des. Pad. 1,29 0,22 0,16 0,07 1,12
Cof. Var. 27,73 44,28 6,17 15,52 42,28

15
população entre 1996 e 2000. Para projetar o crescimento da população no período 2001-2008 utiliza-
ram-se modelos tendenciais; para isso se assume que a população crescerá à mesma taxa de crescimento
médio histórico. No Apêndice II do Anexo V o regulador apresentou os dados anualizados históricos e
projetados segundo esta metodologia para as vendas de energia elétrica, o número de consumidores e o
consumo médio. Em todos os casos, as vendas faturadas de energia elétrica e o número de consumidores
para o ano 2002 correspondem a dados reais.
As principais considerações neste caso são as seguintes. Primeiro, o regulador não apresentou o
resultado dos modelos econométricos estimados. Segundo, existe discrepância entre os valores de mer-
cado utilizados no cálculo da Parcela A e do Fator X. Terceiro, as taxas de crescimento do número de
clientes é superior à média histórica. Quarto, a base de clientes em 2001-02 não corresponde àquela
apurada pela concessionária.
Custos de O&M
Utilizaram-se os custos do O&M da Empresa de Referência. Os custos de pessoal de O&M foram pro-
jetados sobre a base do driver da quantidade de empregados, que foram estimados considerando a evo-
lução da quantidade de clientes, assumindo um rateio de produtividade no ano 2002 que surge da Em-
presa de Referência. A relação consumidores/empregados se manteve constante até o final do período
em estudo. O restante dos custos do O&M foram projetados sobre a base de crescimento das vendas de
energia assumindo uma elasticidade unitária. A ANEEL não apresentou os resultados obtidos para estes
o que impede o questionamento dos resultados.
Custos de Gestão Comercial
Utilizaram-se os custos de gestão comercial da Empresa de Referência. Os custos de pessoal de gestão
comercial foram projetados sobre a base da evolução prevista da quantidade de empregados, que foi
estimada considerando o crescimento da quantidade de clientes, assumindo o rateio de produtividade
que surge da Empresa de Referência, e considerando que o mesmo se mantém constante em seu nível
de eficiência no SPT. Os demais custos de gestão comercial foram projetados sobre a base do cresci-
mento da quantidade de consumidores. A ANEEL não apresentou os resultados obtidos para estes o que
impede o questionamento dos resultados.
Custos de Administração
Utilizaram-se os custos de administração da Empresa de Referência. Os custos de pessoal de adminis-
tração foram projetados sobre a base da evolução prevista da quantidade de empregados, os quais foram
estimados considerando o crescimento da quantidade de clientes, assumindo o rateio de produtividade
consumidores/empregados que surge da Empresa de Referência, e mantendo constante a relação durante
o período 2003-2008. Os demais custos de administração se mantiveram constantes em relação aos va-
lores da Empresa de Referência. A ANEEL não apresentou os resultados obtidos para estes o que impede
o questionamento dos resultados.
Investimentos
O fluxo de investimentos em expansão para o período 2003-2008 foi projetado com base no crescimento
horizontal (incorporação de novos clientes) e no crescimento vertical (aumento do consumo médio por
cliente) da demanda. Para estimar os investimentos em renovação, considerou-se que todos os anos se
renovam os ativos que chegaram ao final de sua vida útil. A ANEEL não apresentou os resultados obti-
dos para o fluxo de investimento, bem como as informações necessárias à sua estimativa, o que impede
o questionamento dos resultados.

16
Valor Inicial e Residual dos Ativos
A base de remuneração regulatória considerada é o valor dos ativos físicos da concessionária no ano
2002, líquida de depreciação, descontados todos os ativos que estão incluídos nos custos operacionais
da Empresa de Referência, mais o capital de giro estimado para o ano 2002, com valores ajustados pelo
IGP-M estimado até fim de março de 2003. O valor residual foi estimado somando ao valor dos ativos
ao início, os investimentos líquidos de depreciações, e adicionando, além disso, o capital de giro esti-
mado do ano. A principal questão é a compatibilidade entre o valor inicial da BRR, os investimentos e
as depreciações com a metodologia da Empresa de Referência. Na medida em que a ANEEL não dispo-
nibilizou a base de dados é difícil avaliar o grau desta compatibilidade.
Capital de Giro
Assumiu-se um montante igual a 1/12 dos custos totais como cifra representativa do capital de giro. Os
montantes anuais de capital de giro podem observar-se nos fluxos de caixa incluídos nos demonstrativos
de resultado. Duas considerações. Primeiro, a ANEEL não disponibilizou os demonstrativos de resulta-
dos. Segundo, a determinação do capital de giro poderia ser feita a partir da metodologia Fleuriet, di-
vulgada no Brasil pela Fundação Dom Cabral. Esta metodologia, agrupa as contas patrimoniais por sua
atividade como fonte e uso de recursos. Sua maior virtude é a de apresentar maiores informações sobre
a dinâmica das empresas, permitindo perceber com maior clareza os investimentos operacionais de curto
prazo das concessionárias.
Depreciação
A depreciação dos ativos físicos correspondentes às redes de distribuição foi projetada sobre a base de
dados dos balanços históricos de cada concessionária. As taxas de depreciação foram calculadas por
concessionária. As depreciações anuais podem ser obtidas nos demonstrativos de resultados. A ANEEL
não disponibilizou os demonstrativos de resultados e, em geral, subestimou as taxas de depreciação
históricas.
Impostos
A ANEEL considerou apenas o imposto de renda sobre o lucro líquido, mais o adicional e a contribuição
social. A alíquota total é de 34%. Outros impostos, como PIS/COFINS, não foram contemplados. Não
é correto afirmar que diferenças temporais permitem desconsiderar o montante do PIS/COFINS ou as-
sumi-las como contempladas no capital de giro. A base de cálculo e o montante efetivamente desembol-
sado não validam a premissa assumida pelo regulador.
Custo do Capital
O custo médio ponderado sugerido pela ANEEL é de 11,26%, conforme derivação apresentada Anexo
II das Notas Técnicas de 17/02/2003.

17
4 Conclusões
O histórico do processo de definição do Fator X, desde a segunda revisão tarifária periódica da Escelsa,
concluído em agosto de 2001, deixa claro que o regulador adotou metodologias variadas para a estima-
tiva do Fator X.19
Os resultados da última versão – sem qualquer detalhamento – foram apresentados às
concessionárias poucos dias antes da divulgação para consulta pública em 17/02/2003.20
A modelagem proposta pela ANEEL na Nota Técnica n° 326/02 e operacionalizada nas Notas Téc-
nicas de 17/02/2003 é complexa. Em consequência, na ausência de correções e esclarecimentos da me-
todologia prejudica-se não apenas a estimativa do Fator X como, eventualmente, torna-se todo o proce-
dimento mais discricionário e com baixa possibilidade de ser replicado fora do âmbito do regulador.
Uma premissa implícita na metodologia é que os novos investimentos são remunerados ao WACC.
Uma crítica geral é que ela não permite a derivação de um único cap. Além dessas considerações, uma
avaliação da proposta da ANEEL permite diversas conclusões. Primeira, a paramétrica adotada transfere
integralmente o crescimento do mercado para o Fator X. Segunda, a projeção de investimentos é baseada
em metodologia ultrapassada e não considera a resposta da concessionária ao pedido de informações
feito pela ANEEL quando do início do processo de revisão tarifária, em abril de 2002.21
Em particular,
neste pedido a concessionária submeteu um detalhado Plano Quinquenal de Investimentos, físico e fi-
nanceiro. Além disso, não está clara a compatibilidade entre a metodologia proposta e os critérios para
definição da Base de Remuneração Regulatória (BRR) definidos na Resolução ANEEL n° 492/02 e no
Anexo IV das Notas Técnicas de 17/02/2003 – Metodologia de Avaliação da Base de Remuneração
Regulatória pelo Valor Novo de Reposição (VNR).
Terceira, o ajuste do Fator X pelo IASC é discricionário e sem correlação direta com princípios
econômicos adotados na teoria e melhor prática internacional. Mais ainda, não se ajusta à própria inter-
pretação do regulador de que os "ganhos de produtividade projetados têm como causa principal altera-
ções na escala do negócio", além de representar uma penalidade não prevista no contrato de concessão
(Anexo V, da Qualidade do "Produto e Serviço" e "Atendimento Comercial" onde inclusive são fixadas
penalidades em VUPs (Valor Unitário de Penalidade), baseadas num percentual do faturamento e gra-
vidade da falta, bem como na legislação (Resolução ANEEL n° 318).
Quarta, o componente Xc, da maneira como estimado, terá efeitos assimétricos em cada uma das
concessionárias. Na metodologia, todas as concessionárias serão "penalizadas" por este componente,
exceto aquela que obtiver a pontuação máxima do grupo ao qual pertence. Quinta, o componente Xa
deve introduzir variáveis nominais (remuneração de mão-de-obra) no cálculo do Fator X. Por fim, a
paramétrica para os reajustes anuais dos contratos de distribuição de energia elétrica será modificada,
ou seja, o IGPM não mais será utilizado como índice para o reajuste anual da Parcela B.
Do ponto de vista dos procedimentos adotados e da base de dados utilizada na obtenção dos resul-
tados as principais conclusões são as seguintes: primeira, exceto pela estimativa da evolução da demanda
de energia, do número de consumidores e do custo médio ponderado de capital, nenhuma outra
informação numérica foi disponibilizada pela ANEEL. Em conseqüência não se consegue reproduzir os
resultados obtidos. Segunda, o ganho esperado de produtividade sobre VPBc, em cada um dos anos do
segundo ciclo regulatório, não guarda consistência com indicadores de produtividade setoriais estimados
19. Os Anexos 3 e 4 apresentam uma análise crítica da metodologia proposta pela ANEEL na Revisão Tarifária da Escelsa
(Nota Técnica n° 097/00) e da metodologia da Nota Técnica n° 326/02.
20. Neste contexto é importante ressaltar o atraso na data de apresentação na Internet, pela ANEEL, na forma de consulta
pública, da proposta de Revisão Tarifária Periódica e da proposta de Reestruturação Tarifária, prevista inicialmente para o final
de janeiro de 2003. Tal ocorreu apenas em 17/02/2003, ou seja, com aproximadamente, 20 dias de atraso. Além disso, foi
mantido pelo regulador o prazo para manifestação dos interessados até 24/02/2003 bem como a data de audiência pública.
21. O pedido inicial de informações foi bastante exaustivo, compreendendo os seguintes itens: (i) compra de energia elétrica
(físico); (ii) compra de energia elétrica (R$); (iii) venda de energia elétrica (físico); (iv) venda de energia elétrica (R$); (v)
despesas de operação e manutenção; (vi) quota de reintegração; (vii) resultado não operacional; (viii) alíquota de ICMS; (ix)
estrutura de capital; (x) plano de investimento (quinquenal); (xi) benefícios extra concessão; (xii) outras receitas e (xiii) serviço
da dívida. Posteriormente, outras solicitações foram feitas pelo regulador.

18
para a economia brasileira em todo o período do pós-guerra. Terceira, a premissa de que a participação
relativa do Estado – ou área de concessão – no PIB do país à preço de mercado corrente é constante tem,
ao menos, dois problemas: (i) nos casos onde a área de concessão é um subconjunto daquela do Estado
a extrapolação pode estar destituída de qualquer significado, dadas as especificidades de cada conjunto
(Estado e área de concessão) e (ii) a evidência empírica apurada pelo IBGE para o período 1985-2000
sugere que para alguns Estados esta premissa não pouco razoável. Quarta, não se observa consistência
entre a premissa adotada para a projeção da demanda e os valores utilizados no ano teste que definem o
cálculo da Parcela A, ou seja, os mercados estimados em cada caso não são iguais. Mais ainda, em
alguns casos, o mercado utilizado pelo regulador no período 2001-02 é maior do que aquele informado
pela concessionária. Quinta, extrapolação do número de consumidores não considera um cenário regu-
latório que contempla consumidores livres. A evidência recente para as concessionárias bem como si-
mulações feitas sugerem que comportamento da relação consumidores cativos / consumidores livres tem
impacto não trivial na demanda de energia. Por fim, projeção do número de clientes é muito superior ao
crescimento histórico.
Em consequência, o valor para o Fator X proposto pela ANEEL para o SPT é, em praticamente
todos os casos, bastante elevado o que, caso seja imposto pelo regulador e atingido pela concessionária,
implicará no comprometimento não apenas dos seus indicadores de qualidade, mas até mesmo da sua
capacidade operacional de prestadora de serviço público de distribuição de energia elétrica. Por outro
lado, caso seja imposto e não atingido, impactará na remuneração justa sobre os investimentos prudentes
efetuados. O valor inicial do Fator X para a Eletropaulo é de 2,58. A empresa ainda não foi informada
pela ANEEL sobre as premissas que levaram a tal resultado. Sabe-se, apenas, da referência metodoló-
gica geral para o cálculo deste Fator. No entanto, como indicado acima, é bastante razoável supor-se
que o regulador, também neste caso, adotou tratamento teórico e econométrico similar àquele utilizado
para as demais concessionárias.
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6 Anexo I – Política Tarifária no Contrato de Concessão
No Brasil, o novo modelo regulatório adotado para o setor elétrico no âmbito do programa de desestati-
zação é do tipo price cap. A principal característica desse tipo regulatório é que, durante um período de
tempo pré-determinado (o ciclo, ou hiato, regulatório) a concessionária pode internalizar todos os
ganhos de eficiência obtidos na gestão da concessão, sujeita à restrição de que a tarifa média de uma
cesta específica de serviços não aumente mais do que (IGPM-X),22
onde IGPM é um índice de preços e
X é um número definido pelo regulador. Ao final do período, o nível de X é redefinido e o processo
recomeça.23
Em geral, as cláusulas do contrato de concessão referentes à política tarifária estabelecem
que:24
• A concessionária obriga-se a adotar, na prestação dos serviços, tecnologia adequada e a empregar
equipamentos, instalações e métodos operativos que garantam níveis de regularidade, continuidade,
eficiência, segurança, atualidade, generalidade, cortesia na prestação dos serviços e a modicidade
das tarifas;
• A concessionária não poderá dispensar tratamento diferenciado, inclusive tarifário, aos usuários de
uma mesma classe de consumo e nas mesmas condições de atendimento, exceto nos casos previstos
na legislação;
• Além de outras obrigações decorrentes da Lei n° 8.987/1999995 e das normas regulamentares es-
pecíficas, constituem encargos da concessionária inerentes à prestação dos serviços concedidos: (i)
fornecer energia elétrica a consumidores localizados em sua área de concessão, nos pontos de en-
trega definidos nas normas dos serviços, pelas tarifas homologadas pela ANEEL, nas condições
estabelecidas nos respectivos contratos de fornecimento e nos níveis de qualidade e continuidade
estipulados na legislação e nas normas específicas e (ii) dar atendimento abrangente ao mercado,
sem exclusão das populações de baixa renda e das áreas de baixa densidade populacional, inclusive
as rurais;
22. A literatura refere-se a preços. Para adequar a terminologia ao caso brasileiro será feita referência à tarifas.
23. O modelo adotado no Brasil apresenta especificidades distintas.
24. Estas cláusulas explicitam a operacionalização do instituto da concessão e da regulação pelo modelo price cap no âmbito
do setor elétrico brasileiro. Elas estão presentes, com variações de redação irrelevantes para essa discussão, em todos os con-
tratos de concessão assinados no âmbito de operações de privatização, a partir do processo da Companhia de Eletricidade da
Bahia (COELBA).

20
• Pela prestação dos serviços que lhe são concedidos pelo contrato, a concessionária cobrará as tarifas
discriminadas, homologadas pelo poder concedente. É facultada à concessionária cobrar tarifas in-
feriores às discriminadas no contrato, desde que não implique em pleitos compensatórios posterio-
res quanto à recuperação do equilíbrio econômico-financeiro;
• A concessionária reconhece que as tarifas indicadas no contrato em conjunto com as regras de
reajuste e revisão, são suficientes, na data da assinatura, para a adequada prestação dos serviços
concedidos e a manutenção do equilíbrio econômico-financeiro do contrato;
• Os valores das tarifas serão reajustados com periodicidade anual, um ano após a "Data de Referên-
cia Anterior" sendo definida da seguinte forma: (i) no primeiro reajuste, a data de assinatura do
contrato e (ii) nos reajustes subsequentes, a data de início da vigência do último reajuste ou da
revisão que o tenha substituído. A periodicidade de reajuste poderá ocorrer em prazo inferior a um
ano, caso a legislação venha assim a permitir, adequando-se a "Data de Referência Anterior" à nova
periodicidade estipulada;
• Para fins de reajuste tarifário, a receita da concessionária será dividida em duas parcelas: (i) parcela
A: parcela da receita correspondente aos seguintes custos: Cota da Reserva Global de Reversão
(RGR); Cotas da Conta de Consumo de Combustíveis (CCC); encargos da compensação financeira
pela exploração de recursos hídricos para fins de geração de energia elétrica; valores relativos à
fiscalização dos serviços concedidos; compra de energia; e encargos de acesso aos sistemas de
transmissão e distribuição de energia elétrica para revenda e (ii) parcela B: valor remanescente da
receita da concessionária, excluído o ICMS, após a dedução da parcela A;
• O reajuste será calculado mediante a aplicação, sobre as tarifas homologadas, na "Data de Referên-
cia Anterior" do Índice de Reajuste Tarifário (IRT), assim definido:
1 0
0
( )VPA VPB IVI X
IRT
RA
 

• Onde: VPA = valor da Parcela A, considerando-se as condições vigentes na data do reajuste em
processamento e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";25
IVI = número índice
obtido pela divisão dos índices do IGP-M, do mês anterior à data do reajuste em processamento e
o do mês anterior à "Data de Referência Anterior";26
X = número índice definido pela ANEEL a ser
subtraído ou acrescido ao IVI; RA0 = receita anual, calculada considerando-se as tarifas homologa-
das na "Data de Referência Anterior" e o "Mercado de Referência", não incluindo o ICMS; VPB0
= valor da Parcela B considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência Anterior" e o
"Mercado de Referência" calculado da seguinte forma:
VPB0 = RA0 – VPA0
• Onde: VPA0 = valor da Parcela A, considerando-se as condições vigentes na "Data de Referência
Anterior" e a energia comprada em função do "Mercado de Referência";
• A ANEEL, de acordo com o cronograma apresentado, procederá às revisões dos valores das tarifas
alterando-os para mais ou para menos, considerando as alterações na estrutura de custos e de mer-
cado da concessionária, os níveis de tarifas observados em empresas similares no contexto nacional
e internacional, os estímulos à eficiência e à modicidade das tarifas. Estas revisões obedecerão ao
seguinte cronograma: a primeira revisão será procedida um ano após o quarto reajuste anual con-
cedido; a partir desta primeira revisão, as subsequentes serão realizadas a cada quatro anos;
25. Aqui entendido como mercado de energia garantida da concessionária, nos doze meses anteriores ao reajuste em proces-
samento.
26. Na hipótese de não haver um índice sucedâneo, o Poder Concedente estabelecerá novo índice a ser adotado.

21
• No processo de revisão das tarifas a ANEEL estabelecerá os valores de X, que deverá ser subtraído
ou acrescido do IVI ou seu substituto, nos reajustes anuais subsequentes. Para os primeiros quatro
reajustes anuais, o valor de X é zero;
• Sem prejuízo dos reajustes e revisões, caso haja alterações significativas nos custos da concessio-
nária, incluindo as modificações de tarifas de compra de energia elétrica e encargos de acesso aos
sistemas de transmissão e distribuição que possam ser aprovadas pela ANEEL durante o período,
por solicitação desta, devidamente comprovada, a ANEEL poderá, a qualquer tempo, proceder à
revisão das tarifas, visando manter o equilíbrio econômico-financeiro do contrato;
• No atendimento do disposto no §3° do art. 9° da Lei n° 8.987, de 13/02/1995, ressalvados os im-
postos sobre a renda, a criação, a alteração ou a extinção de quaisquer tributos ou encargos legais,
após a assinatura do contrato, quando comprovado seu impacto, implicará a revisão das tarifas, para
mais ou para menos, conforme o caso;
• Na hipótese de ter ocorrido, após a "Data de Referência Anterior", revisões de tarifas que tenham
sido realizadas por alteração de impostos ou encargos que não aqueles constantes da parcela a,
quando do reajuste previsto, as tarifas, após a aplicação do IRT, serão alteradas, para mais ou para
menos, pelos mesmos percentuais destas revisões;
• É vedado à concessionária cobrar dos consumidores de energia elétrica, sob qualquer pretexto,
valores superiores àqueles homologados pela ANEEL;
• Havendo alteração unilateral do contrato que afete o seu inicial equilíbrio econômico-financeiro, a
ANEEL deverá restabelecê-lo, a partir da data da alteração mediante comprovação da concessio-
nária.
7 Anexo II – Metodologia para Fator X na Revisão Tarifária da Escelsa
A ANEEL manifestou-se sobre o Fator X durante a Segunda Revisão Tarifária Periódica da Escelsa em
duas oportunidades. A primeira, na Nota Técnica n° 073/01 e, posteriormente, na Nota Técnica n°
097/01. Estas Notas atestam a evolução da visão do regulador sobre esta matéria, tanto do ponto de vista
de correção de erros iniciais quanto de incorporação de novos elementos ao modelo.
7.1 Introdução
A dinâmica tarifária do segmento de distribuição de energia elétrica contempla três elementos funda-
mentais. O reajuste anual de tarifas, a revisão tarifária ordinária e a revisão tarifária extraordinária. O
reajuste anual é feito através da aplicação de fórmula paramétrica, com o objetivo de manter o poder de
compra real da tarifa. A fórmula para cálculo do índice de reajuste tarifário (IRT) compõe-se de duas
parcelas: a primeira, denominada VPA, contempla os custos operacionais não gerenciáveis pela conces-
sionária. A segunda, VPB, refere-se aos custos operacionais gerenciáveis. Os custos incidentes sobre a
primeira parcela VPA são repassados às tarifas, enquanto que sobre a parcela VPB aplica-se um índice
de preços (IVI) subtraído de um fator de produtividade (Fator X), conforme a equação abaixo:
1 0
0
(1 )VPA VPB X
IRT
RA
 

Onde 0 e 1 referem-se a períodos no tempo e RA à receita. Nota-se que a princípio – conforme a melhor
prática teórica – não se determinou nenhuma restrição sobre o valor do Fator X, podendo o mesmo ser
positivo, negativo, ou mesmo igual à zero.

22
A regra para a correção das tarifas estabelecida no contrato de concessão fixa que, no período que
antecede a primeira revisão periódica, o Fator X tem valor igual a zero, como forma de incentivo a
concessionária. Nesse período, o IVI será pleno. A partir da primeira revisão, deixa de existir reajuste
da parcela B pelo IVI pleno. Já a revisão tarifária periódica compreende, especificamente, a determina-
ção do Fator X, com o objetivo de compartilhar ganhos de produtividade com os consumidores, o qual
será aplicado no momento dos reajustes tarifários contratuais.
7.2 Fundamentos Teóricos
A ANEEL partiu da premissa de uma firma cujo objetivo é maximizar o lucro, ou seja, tomou-se como
referencial para a análise os fundamentos microeconômicos da teoria clássica e os objetivos do modelo
price cap, incorporando adicionalmente, duas outras premissas: (i) no mercado, as empresas criam di-
ferenciais competitivos a partir de ganhos de produtividade diferenciados, podendo, assim, oferecer pre-
ços menores aos consumidores. Como consequência, expandem suas curvas de oferta, ganhando maiores
fatias no mercado e (ii) no momento do reposicionamento tarifário, assegura-se a obtenção de equilíbrio
econômico-financeiro, isso é produtividade unitária. Em outras palavras, não existem excedentes finan-
ceiros. Além disso, o Fator X estabelecido não deve modificar o mencionado equilíbrio até a próxima
revisão periódica.
Desta maneira, o regulador concluiu que o Fator X é determinado em função do nível de custos
operacionais gerenciáveis, observados no momento em que a empresa regulada foi considerada como
estando em equilíbrio econômico-financeiro, portanto dotada de receita suficiente para fazer frente aos
seus custos operacionais, adicionados do retorno adequado sobre o capital investido.
Dadas as especificidades da dinâmica tarifária o Fator X também é calculado em função da parcela
VPBc, ou seja, a parcela dos custos contidas na parcela B. Assim, a remuneração e os encargos devidos
pela empresa são corrigidos integralmente pelo IVI. O modelo garante que quanto menores forem os
custos gerenciáveis com relação ao VPB, para um mesmo nível de preços e produtividade geral, menor
será o impacto do Fator X sobre a tarifa. Na prática, isto significa uma forma de incentivo àquelas
empresas que são mais eficientes.
A ANEEL também reconheceu que a determinação do Fator X deve contemplar a mensuração de
eficiências relativas, o que implica comparar as distâncias das variáveis em consideração a determinado
referencial (fronteira eficiente) ou a algum outro ponto pré-determinado. Para resolver este problema o
regulador optou por uma variante do modelo formulado por Bernstein/Sappington.27
7.3 Formulação Matemática do Modelo de Determinação do Fator X
No modelo finalmente adotado pela ANEEL, foram separados os ganhos de produtividade econômica,
que são função das variações nos preços relativos, dos de produtividade técnica, que são função das
variações nas quantidades físicas. O Fator X, que representa a produtividade total estimada, será obtido
pela soma da produtividade técnica e da produtividade econômica, sendo que a primeira parcela Xp
será
multiplicada por um coeficiente de prêmio por eficiência técnica e qualitativa, conforme a seguinte
equação:
( )
( )e p m dcIVI INR VPB
X X X X PIB
VPB
 

    
27. As principais características deste modelo são resumidas mais adiante.

23
Produtividade Econômica (Xe
)
Em condição de equilíbrio econômico-financeiro (EEF), o lucro normal da firma é igual a receita menos
custos. No caso do reposicionamento tarifário tem-se, analogamente, que:
( ) ( )c rL R C VPA VPB VPA VPB VPB      
Assume-se a hipótese de que no reposicionamento tarifário as quantidades e os preços dos insumos e
dos produtos igualam-se, resultando em produtividade total unitária. Considerando as quantidades físi-
cas como sendo constantes ao longo do tempo e estimando as possíveis variações dos preços relativos,
tem-se:
1
( )
1
c r
c r
R VPA VPB
P
C VPA VPB VPB
VPA VPB IGPM X
P
VPA VPB VPB IGPM

 

  
 
 
 
 
Nos reajustes tarifários anuais, a concessionária tem suas tarifas recompostas pelo repasse da variação
dos custos não gerenciáveis e pela aplicação do IGP-M sobre a parcela B (custos gerenciáveis). Ainda
segundo o regulador, o gerenciamento otimizado, tende a elevar a produtividade acima daquela verifi-
cada no momento do reposicionamento, isto é, Xe
> 1, o que identifica a presença de excedentes (lucros
extraordinários), fazendo com que a concessionária saia da posição inicial de EEF.
A equação demonstra que as metas de produtividade são inversamente proporcionais aos ganhos
de eficiência históricos da empresa, isto é, as empresas que apresentam maiores reduções nos custos
operacionais gerenciáveis no momento do reposicionamento tarifário são compensadas com a fixação
de um X menor. Dessa forma, as metas futuras de produtividade (projeções) estão condicionadas, em
certa medida, pelo desempenho histórico.
Produtividade Técnica (Xp
)
Inicialmente, a ANEEL reconhece que existem duas formas de avaliar a produtividade técnica: produ-
tividade total dos fatores e produtividade parcial dos fatores. Na Nota Técnica n° 097/01 foi adotada a
produtividade parcial dos fatores em razão de ser o método mais utilizado e exigir menos informações
estatísticas, não requerendo qualquer suposição sobre os possíveis ganhos de escala da firma. No cálculo
da produtividade técnica, interessa observar as variações das quantidades físicas, supondo os preços
constantes, então a variação será função das quantidades. A formulação adotada pela ANEEL estima a
variação média da produtividade técnica possível para a concessionária, respeitadas as condições de
crescimento do seu mercado e a necessidade de insumos físicos para atendê-lo. Assim, a meta de pro-
dutividade técnica estimada é dada por:
1
2 1
1
1 100
1
( )
t i
i
t t
m n n
t t
n n
p m d
M
X
H
X X
X
nX X
X X PIB

 

    
            
 

24
Onde Xt
= produtividade técnica; Xm
= produtividade técnica média; e Xp
= meta de produtividade técnica
estimada.
Coeficiente de Prêmio por Eficiência Técnica e Qualitativa ()
O coeficiente de prêmio por eficiência técnica e qualitativa () é um fator de prêmio determinado pelo
desempenho da concessionária com relação às metas de qualidade em vigor – conforme avaliação do
regulador – e pela análise do plano de investimentos em melhorias da qualidade no momento da revisão
periódica. O coeficiente () foi incorporado para permitir que a concessionária retenha parte dos exce-
dentes de produtividade nos períodos que antecedem a revisão subsequente em função do esforço de
investimento realizado para manter nível de qualidade superior.
7.4 Determinação do Valor do Fator X
As informações de mercado e sua evolução foram aquelas fornecidas pela Escelsa enquanto que o com-
portamento das variáveis macroeconômicas ao longo do período tarifário foi disponibilizado pela Fun-
dação Universitária José Bonifácio (FUJB/UFRJ). A partir desses dados, a ANEEL definiu um cenário
macroeconômico de maior probabilidade de ocorrência. A ocorrência deste cenário está relacionada com
a manutenção da estabilidade econômica, onde os preços relativos não apresentam volatilidade signifi-
cativa.
7.5 Considerações Finais
Ao longo do processo de revisão tarifária da Escelsa o regulador recebeu contribuições e incorporou
algumas delas à metodologia finalmente adotada. Em relação à Nota Técnica inicial as principais alte-
rações foram as seguintes: (i) o cálculo da produtividade técnica foi efetuado sob o conceito de produ-
tividade parcial, que é avaliada a partir da relação entre o mercado físico (MWh) e o capital humano
(Hh); (ii) inseriu-se na fórmula de cálculo do Fator X um coeficiente de prêmio por eficiência técnica e
qualitativa (), que varia de 0,5 a 1,0. Caso a concessionária tenha aproveitamento máximo nos itens de
qualidade avaliados (atendimento ao consumidor, qualidade do fornecimento e universalização dos ser-
viços) o coeficiente  será igual a 0,5. Nesse caso, a concessionária repassará aos consumidores 50%
dos ganhos de produtividade técnica estabelecidos como meta, retendo 50% até a próxima revisão pe-
riódica e (iii) subtraiu-se da parcela VPBc, para efeito do cálculo da produtividade econômica, todas as
contas que não fossem efetivamente gerenciáveis pela concessionária, isto é, considerou-se apenas
O&M.
A ANEEL concluiu a sua análise ressaltando "que todas essas alterações foram feitas em confor-
midade com os pressupostos do modelo original, os quais não foram alterados, por entender-se estarem
de acordo com o princípio básico do sistema price cap que é o de emular condições de competição. Para
as próximas revisões a ANEEL continuará aprofundando os seus estudos para aperfeiçoar a metodologia
de cálculo do Fator X".
8 Anexo III – Metodologia para Fator X na Nota Técnica ANEEL n° 326
Dando continuidade à definição do arcabouço teórico que irá fundamentar os processos de revisão tari-
fária a partir de 2003, a ANEEL divulgou, em 25/10/2002, a Nota Técnica n° 326/02 que trata do "Cál-
culo do Fator X na Revisão Tarifária Periódica das Concessionárias de Distribuição de Energia Elétrica".
Esta Nota Técnica está organizada da seguinte maneira: (i) objetivos do Fator X na regulação econômica
das concessionárias de distribuição; (ii) o Fator X na experiência internacional: método da Produtividade

25
Total dos Fatores (PTF); método do fluxo de caixa descontado; critério do regulador; e método da com-
paração entre empresas; (iii) proposta ANEEL de metodologia para o cálculo do Fator X e (iv) conside-
rações finais.
Inicialmente, cabe ressaltar que a ANEEL não disponibilizou qualquer outra informação sobre o
Fator X proposto além dos resultados mencionados acima. Em particular, não se conhece: (i) o porquê
da não consideração de um K ≠ 0; (ii) a memória de cálculo da variação da produtividade total dos
fatores (PTF) do segmento de distribuição de energia elétrica para o ciclo regulatório analisado; (iii) os
procedimentos econométricos adotados para a estimação da variação das PTFs; (iv) a base de dados
utilizada, inclusive o período de análise (para estimativa das PTFs da economia e do setor de distribuição
de energia); (v) os procedimentos estatísticos adotados para a estimativa da produtividade operacional
relativa da concessionária de distribuição de energia elétrica e (vi) os resultados da análise de consistên-
cia dos valores obtidos para o Fator X com o equilíbrio econômico-financeiro da concessionária (através
de metodologia que implica na estimativa do fluxo de caixa descontado).
A metodologia proposta pelo regulador parte das seguintes premissas:
i) "O potencial médio de ganhos de produtividade do segmento de distribuição de energia elétrica
em seu conjunto, relacionado com a utilização de todos os fatores de produção, é superior ao po-
tencial de ganhos de produtividade da economia;
ii) Além do potencial de ganhos de eficiência do segmento de distribuição de energia elétrica, cada
concessionária possui distintos potenciais de ganhos de eficiência operacional relativa, isto é,
quando comparada com as melhores práticas de empresas semelhantes;
iii) Diferenças de desempenho entre concessionárias justificam a adoção de valores diferentes para
o fator x para cada concessionária;
iv) Dadas as especificidades do caso brasileiro, analisar o potencial de ganhos de produtividade sob
essas duas óticas – do segmento de distribuição em seu conjunto e da concessionária específica –
é uma forma adequada de identificar o potencial produtivo efetivo de cada empresa e, conse-
quentemente, estabelecer tarifas justas mediante a aplicação do fator x;
v) Pode não ser factível projetar para o segundo período tarifário a ocorrência de ganhos de efici-
ência na mesma magnitude dos obtidos no período tarifário pós-privatização. Assim, pode ser
necessária uma análise de sensibilidade com vistas a assegurar a consistência e a qualidade dos
resultados obtidos para o fator x para o próximo período tarifário".
Cabem alguns comentários iniciais. Primeiro, a ANEEL erra ao afirmar que a produtividade do seg-
mento de distribuição de energia elétrica é superior à da economia, sem qualquer referência à evidência
empírica sobre este tema. Esta premissa introduz um viés de especificação na determinação do Fator X,
ou seja, trunca por baixo a distribuição dos valores esperados para X. Em outras palavras, ao contrário
do formulado na melhor prática teórica e empírica e no próprio contrato de concessão, o valor esperado
para o Fator X é exclusivamente maior do que zero. Desta maneira, o regulador determina ex-ante que
a trajetória esperada para o preço relativo da energia elétrica distribuída é negativamente inclinada. Se-
gundo, esta premissa permite ao regulador comparar o desempenho operacional de concessionárias (ben-
chmark), superando uma omissão quando da definição do Fator X na revisão tarifária da Escelsa, apesar
de prevista contratualmente. Terceiro, essa premissa é base em modelos do tipo price cap não sendo
objeto de discordância. Quarto, o regulador não qualificou "as especificidades do caso brasileiro" que
levam à sua proposta de definição do Fator X. No entanto, uma análise desta proposta identifica uma
solução do tipo ad hoc para o problema, ou seja, a parametrização final do Fator X depende de conside-
rações que extrapolam, por exemplo, a adoção irrestrita do modelo de Bernstein/Sappington. Por fim, a
análise de consistência pode conter erros de estimação – dados o volume adicional de informações para
a sua realização e a não especificação de um intervalo de validação para a aplicação do teste – que
podem acabar por tornar incompatíveis a comparação entre o Fator X por metodologias alternativas.

26
De qualquer maneira, a partir das premissas citadas, a ANEEL define o Fator X para uma determi-
nada distribuidora de energia elétrica (Xi) como sendo:
max{0,( ) }E O
i iX X X K  
Onde XE
= estimativa da variação dos ganhos de produtividade do segmento de distribuição de energia
elétrica no período tarifário; XO
= estimativa da variação dos ganhos de produtividade operacional rela-
tiva da concessionária de distribuição de energia elétrica para o período tarifário; i = proporção dos
custos operacionais sobre a Parcela B da receita da concessionária de distribuição de energia elétrica no
ano teste; K = elemento de recuperação de despesas operacionais e de investimentos (ambas estimadas),
de caráter extraordinário, a ser aplicado – a critério do regulador – quando houver necessidade de com-
pensação de fatores que extrapolem as obrigações do contrato de concessão e afetem o equilíbrio eco-
nômico-financeiro do contrato.
Esta paramétrica contempla, de uma só vez, os diversos métodos adotados na teoria e na prática
internacional resumidos pela ANEEL, ou seja, o método da produtividade total dos fatores, o critério do
regulador (discrição) e o método da comparação entre empresas.28
Esta formulação apresenta uma clara
dicotomia, decorrente do termo XE
e XO
na equação anterior. O primeiro termo, como definido, compara
o segmento de distribuição de energia como um todo com a economia. O segundo termo, compara o
desempenho operacional de uma concessionária com outras concessionárias pertencentes ao mesmo
agrupamento29
, um subconjunto do segmento como um todo. Esta dicotomia dificulta a construção ló-
gica do modelo para a determinação do Fator X.
Nota-se, ainda, que a função max na equação acima fixa o valor esperado do Fator X como positivo
– violando o disposto no contrato de concessão – exceto pelo termo K, de caráter extraordinário e apli-
cado a critério da ANEEL.30
A análise a seguir trata, separadamente, da abordagem proposta pelo regu-
lador para a estimativa dos termos XE
e XO
, bem como dos valores sugeridos para cada uma das parcelas.
8.1 Produtividade do Segmento de Distribuição de Energia Elétrica
Proposta ANEEL
O núcleo da proposta da ANEEL para a estimativa da produtividade do segmento de distribuição de
energia elétrica é formado pelo modelo de Bernstein/Sappington e pelo conceito de produtividade total
de fatores. Conforme a Nota Técnica n° 326/02, a estimativa da variação dos ganhos de produtividade
do segmento de distribuição de energia elétrica, XE
é dada por:
max{0,[( ) ( )]}E
s eco eco sX PTF PTF W W
   
   
Onde sPTF

 variação estimada da produtividade total dos fatores do segmento de distribuição de ener-
gia elétrica para o período tarifário; ecoPTF

 variação estimada da produtividade total dos fatores da
28. A análise de consistência desta paramétrica, também proposto pela ANEEL, incorpora ao modelo brasileiro ainda o
método do fluxo de caixa descontado.
29. Em outras palavras, empresas similares.
30. A eventual consideração de um termo K ≠ 0 depende, primeiro da despesa/investimento ser reputado como "extraordi-
nário" e, segundo, de ser considerado pelo regulador. Uma primeira análise sobre este tema deveria, com certeza, contemplar
demandas regulatórias não pactuadas no momento da assinatura do contrato de concessão.

27
economia para o período tarifário; sW

 variação estimada dos custos dos insumos do segmento de dis-
tribuição de energia elétrica para o período tarifário; ecoW

variação estimada dos custos dos insumos
da economia para o período tarifário.
O cálculo da sPTF

é definido a partir da seguinte equação:
1
n
s i i
i
PTF PTF
 

 
Onde i = número de consumidores da firma i em relação ao total do número de consumidores do seg-
mento de distribuição de energia elétrica; e iPTF

 variação da produtividade total dos fatores da dis-
tribuidora i. As variações estimadas da iPTF

e da ecoPTF

serão calculadas pelo método da contabili-
dade do crescimento (growth accounting), da seguinte maneira:
(1 )i i i iPTF Y L K 
   
   
Onde iY

 variação estimada do produto da distribuidora i no período tarifário; iL

 variação estimada
do fator trabalho da distribuidora i no período tarifário; iK

 variação estimada do fator capital da dis-
tribuidora i no período tarifário; e  e (1-) = participação do fator trabalho (labor share) e do fator
capital no valor adicionado da distribuidora i, respectivamente.
(1 )eco eco eco ecoPTF Y L K 
   
   
Onde ecoY

variação estimada do produto da economia no período tarifário; ecoL

 variação estimada
do fator trabalho da economia no período tarifário; ecoK

variação estimada do fator capital da econo-
mia no período tarifário; e  e (1-) = participação do fator trabalho (labor share) e do fator capital,
respectivamente.
A base de dados proposta pela ANEEL para a estimativa das variáveis utilizadas na determinação
do Fator X é a seguinte:
• sW

 cesta de índice de preços divulgados por notória e independente instituição de pesquisa, que
sejam mais representativos da evolução dos componentes da despesa operacional. A ponderação
dos índices será feita de acordo com a participação de cada componente no valor total da despesa
operacional do setor;
• ecoW

índice de preços divulgado por notória e independente instituição de pesquisa que reflete a
variação dos custos da economia;
• iY

 cálculo da variação do produto da distribuidora de acordo com o critério do valor adicio-
nado;
• iL

 variação estimada do número de empregados da distribuidora i;
• iK

 variação estimada do ativo imobilizado em serviço da distribuidora i;

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